零序过流误动分析
断路器三相不一致保护误动分析及防范措施
断路器三相不一致保护误动分析及防范措施摘要：断路器三相不一致保护是为了防止在220kV及以上电压等级线路中，由于人为操作或自动重合过程中，存在因三相非同期合闸、单相重合失败等导致的非全相运行时出现的负序、零序分量危害电气设备，甚至引起断路器越级跳闸情况的发生。
目前，电力系统普遍采用的断路器本体三相不一致保护方案，其起动回路取自断路器跳合位辅助触点，回路简单，可靠性高。
关键词：断路器；三相不一致；保护误动；防范措施一、断路器三相不一致保护（一）对电网安全稳定运行的影响电网处于三相不一致运行状态时，系统中出现的零序和负序分量会对保护的动作性能产生影响，甚至引起零序保护误动作，同时也会对发电机、变压器等电气设备产生一定危害。
因此，需断路器三相不一致保护及时跳开三相开关，使系统恢复对称运行。
例如，线路保护中的两段零序过流时间分别取5s和7s。
线路断路器三相不一致动作时间取2s，防止本级线路三相不一致运行时，相邻零序过流保护误动作。
220kV及以上电压等级的电网中，为保持线路在单相接地故障情况下的输电能力，增强系统稳定性，线路保护通常采用单相跳闸、单相重合的方式，当线路重合于永久性故障时，线路保护再三相跳闸切除故障。
因此，对于单相重合闸的断路器，三相不一致保护动作时间按躲过单相重合闸时间整定，对于三相重合闸和没有重合闸的断路器，动作时间一般整定为0.5s或1s。
例如220kV双母线主接线的线路断路器，其单相重合闸时间一般整定为0.5s，三相不一致时间一般整定为2s，母联断路器三相不一致时间一般整定为0.5s；500Kv 3/2主接线常规完整串的线路单相重合闸一般为边断路器优先重合，中断路器待边断路器重合成功后再重合，当边断路器和中断路器的重合时间分别整定为0.8s和1.1s时，其断路器三相不一致时间一般均整定为2s。
基于上述分析，一方面，断路器三相不一致保护应尽快动作，使处于三相不一致的系统恢复三相对称状态；另一方面，断路器三相不一致保护应在线路保护单相重合闸等功能动作后再动作。
直流输电中换流变压器零序过流保护的探讨
直流输电中换流变压器零序过流保护的探讨刘家军;罗明亮;徐玉洁【摘要】针对银川极l换流变压器在空充时Y0/Y换流变零序过流误动导致开关跳闸这一事故展开思考,通过理论分析发现,换流变压器网侧发生接地故障时,流经Y0/Y换流变压器中性点和Y0/△换流变压器中性点零序电流的大小有很大差异.同时,建立仿真模型并以南方电网在许继集团的换流变保护装置RTDS试验中数据和波形为佐证.综合分析后得出:对于Y0/Y换流变压器而言,其零序过流保护没有投入的必要.【期刊名称】《中国电力》【年(卷),期】2014(047)006【总页数】4页(P22-25)【关键词】高压直流输电;换流变压器;零序过流保护;接地故障;零序电抗;RTDS 【作者】刘家军;罗明亮;徐玉洁【作者单位】许继电气股份有限公司,河南许昌 461000;许继电气股份有限公司,河南许昌 461000;许继电气股份有限公司,河南许昌 461000【正文语种】中文【中图分类】TM7740 引言高压直流输电在远距离大容量输电和电力系统联网方面具有明显的优点，已在我国西电东送和全国联网工程中发挥了重要的作用[1-3]。
在高压直流输电系统中，换流变压器是十分重要的设备，通过换流变压器实现了交流系统和直流部分的电气绝缘和隔离，同时为换流阀提供相位差为30°的换相电压。
换流变压器组通常由Y0/Δ接法的变压器和Y0/Y接法的变压器构成[4-5]。
换流变压器处在交流电和直流电互相变换的核心位置，其可靠性和可用性对于整个系统尤为关键，因此换流变压器保护应该根据其自身的特点尽可能地完善并可靠动作[6-7]。
1 问题的提出2012年4月14日，银川换流站在年度检修完成后对极1换流变压器充电期间，Y0/Y换流变压器零序过流保护1段动作，跳开换流变压器进线开关和极控ESOF。
查Y0/Y换流变压器零序Ⅰ段定值为0.15 A，延时为6 s，二次谐波闭锁功能未投入。
调取故障录波器的录波后发现，换流变压器在充电时刻，Y0/Y换流变压器的A、C相出现了较大励磁涌流，Y0侧中性点流过较大的不平衡电流。
厂用6kV系统零序保护误动及二次接线的分析
１ 给 水 泵 运 行 方 式 及 保 护 配 置 情 况
大唐鲁 北发 电有 限责任 公司有 ３台电动给水泵 ， 正常情况 下， ２台给水 泵运行 ， ２台给水 泵备 用 ， 机 组启 、 停 或低 负荷 时， 可 １ 台给水泵运 行。给水泵 电机 额定功 率为 ５ １ ０ ０ ｋ Ｗ， 配有南 京东 大金 智 电气 自动 化 有 限公 司 ＷＤＺ 一 ４ ３ ０综合 保护 装 置和 ＷＤＺ 一 ４ ３ １ 差 动保 护装 置 。其 中给 水泵 Ａ、 Ｂ只 有 １个 电源 供 电， 电动给水 泵 Ｃ有 Ｉ、 Ｉ Ｉ ２个 电源供 电 ， Ｉ、 Ｉ Ｉ 电源 合 闸互相 闭锁 ， 正常运 行时只 能投 入 １ 个 电源 。
现以 １ 机厂用系统为例进行说 明。 根据对屏蔽线接地 的要求 ， 由图 １ 可 以看到 ： 在用 ６ｋ ＶＢ段 流保护定值的由来介绍一下， 零序过 电流保 护是根据最小运行方 式下 撑 １ 厂用 高变 ６ ｋ Ｖ 电动给水泵 Ｃ Ｉ Ｉ 电源送 电给水泵 时，此电缆回路中有 ３个屏蔽 线 的接地 点， 电缆 １ 屏蔽线 ３在零序 Ｃ Ｔ１以下直接接地 ， 电缆 ２ 母线任一 点发生单相接 地时 的最 小短路 电流 为参 考进行计算 ， 厂高变低压侧 为中阻接地系统 。 屏蔽线 ５在零序 Ｃ Ｔ １以下直接接地 ，以上屏蔽线接 地都是正确 需要指 明的是 １ 的。再来 看屏蔽线 ４ ， 它作为 电缆 １另一头 的屏蔽线 ， 对于零 序 Ｃ Ｔ ２来说应穿过零序 Ｃ Ｔ ２后接地 ， 但仍然存在零序 电流 ， 后将 屏
蔽 线 ４去 掉 后 零 序 电流 消 失 ， 给 水 泵 正 常运 行 时保 护 不 再 误 动 。
群 １ 厂高变低压侧中性点经 ４ ０ Ｑ 电阻接地 ， 其 电阻标 幺值为：
10kv零序电流产生原因10kV电机零序电流保护的误动原因分析
10kv零序电流产生原因10kV电机零序电流保护的误动原因分析10kV零序电流产生的原因：1.对称故障：当系统中发生对称故障时，即发生a相、b相、c相同时的故障，会引起系统中的零序电流。
对称故障可以是短路故障或接地故障。
2.非对称故障：当系统中发生非对称故障时，即发生任意两相间的不对称故障，也会引起系统中的零序电流。
非对称故障可以是相间短路故障、接地故障或相间断线故障。
3.三相不平衡负载：在三相供电系统中，如果负载不平衡，即三相负载电流不相等，会引起系统中的零序电流。
4.非线性负载：非线性负载如电弧炉、电子设备等会引起谐波电流产生，而谐波电流会引起系统中的零序电流。
10kV电机零序电流保护的误动原因分析：1.误动定值设置不合理：零序电流保护装置的误动定值设置过低，容易引起误动。
当系统中存在非对称故障时，会产生零序电流，但如果误动定值设置过低，即低于实际零序电流值，就会误判为故障从而产生误动。
2.故障传导：在系统中，零序电流会通过接地线路或相间电容传导，此时如果电容接地点不可靠或电容大小不合适，会导致零序电流误判为故障产生误动。
3.负载谐波电流：如前所述，非线性负载会产生谐波电流，而谐波电流会引起系统中的零序电流。
当谐波电流超过零序电流保护装置的动作定值时，会误判为故障产生误动。
4.电力系统变动：电力系统存在较大变动如电压波动、频率变化等，会引起电机零序电流的波动，如果零序电流保护装置对这些变动非常敏感，也可能产生误动。
总结：为了防止电机零序电流保护的误动，应注意以下几点：1.合理设置零序电流保护装置的动作定值，根据实际情况进行调整，避免过低的误动定值。
2.提高系统的可靠性，确保接地系统的安全可靠，电容的选用合适。
3.对非线性负载进行合理调整和控制，避免谐波电流的产生。
4.选择合适的零序电流保护装置，具有较强的抗干扰能力和适应性。
5.对电力系统进行良好的维护与管理，确保电力系统的稳定性和正常运行。
一起站用变多次跳闸事故的原因分析与整改措施
一起站用变多次跳闸事故的原因分析与整改措施作者：林依青来源：《机电信息》2020年第11期摘要：针对某110 kV变电站一起站用变多次在本站10 kV馈线近区接地故障跳闸时出现低压零序过流保护动作而跳闸的事件，分析了事故原因，指出了站用变电流回路存在的缺陷，并提出了整改措施。
关键词：站用变;电流回路;跳闸原因0 引言变电站的站用变系统是整个变电站正常运转所需能量的来源，其能否安全稳定运行直接影响着变电站直流供电系统的稳定性[1]。
低压站用变系统的变压器中性点一般采用直接接地的方式，除了过流保护之外，还需装设零序过流保护作为站用变接地保护的后备保护，其中，低压侧零序电流取自站用变低压侧接地中性线回路中的零序CT二次侧。
本文介绍了某110 kV变电站一起站用变多次在本站10 kV馈线近区接地故障时出现低压零序过流保护动作而跳闸的事件，分析了事故原因，并提出了相应的整改措施。
1 事故过程该110 kV变电站10 kV接线为单母线分段接线。
站用变系统由2台10 kV站用变压器组成，容量均为160 kVA，分别挂在10 kV Ⅰ母线和Ⅱ母线上。
站用变低压380 V侧是單母线分段接线。
为了保证站用电的供电可靠性，2台站用变互为备用，即当某台站用变因故障跳闸或停电检修时，另一台站用变将带上这台退出运行的站用变的交流负荷[2]。
2019年9月至2020年4月，该110 kV变电站连续发生4次#2站用变低压侧零序保护动作跳闸事件，同时伴有站内10 kV馈线近区接地故障引发零序保护动作跳闸事故的发生，具体情况如表1所示。
2020年4月8日，该站的10 kV a线站外发生近区接地故障，一次零序电流值为199 A，大于整定值，馈线零序保护正确动作。
同时，#2站用变保护装置测得低压侧一次零序电流值为378 A，大于整定值，导致站用变低压侧零序I段保护动作跳闸。
因在继保室#2站用变变低进线柜的低压侧零序CT的一次侧装设有临时故障录波监测装置，测得馈线故障发生时此处的一次零序电流很小。
《零序保护误动跳闸分析》
《零序保护误动跳闸分析》一、事件前运行方式110kv马田i回、马田Ⅱ回并列运行对110kv田头变进行供电，田中线送电保线（对侧开关热备用），110kvⅠ、Ⅱ组母线并列运行；#3主变110kv运行于110kvⅠ母；110kv马田i回、田通i回、南田、田中线运行于110kvⅠ母；110kv马田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田线运行于110kvⅡ母。
田头变一次接线图二、设备情况110kv马田i回、马田Ⅱ回保护装置：型号psl-621d，南京南自；110kv大田线（田头变）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年8月投运；110kv大田线（大梁子电站）保护装置：型号dpl-11d，南京恒星；xx年3月投运；110kv大田线（咪湖三级电站）保护装置：型号rcs-941a，南京南瑞；xx年9月投运。
三、保护报警信息110kv田头变在xx年5月31日20时42分57秒110kv马田i回见（图2）、马田Ⅱ回见（图1）零序Ⅰ段动作，跳开出线断路器，20时42分57秒大田线保护启动见图3。
对侧迷糊三站距离Ⅰ段动作跳闸故障测距约5km处（见图4）、大梁子电站零序Ⅰ段动作跳闸（见图5）。
图1.马田Ⅱ回动作报告图2.马田Ⅰ回动作报告图3.大田线保护启动报告图4.t大田线保护跳闸信号（咪三站）图4.大田线保护跳闸信号（大梁子电站）四、保护动作分析故障发生后对马田双回线进行了巡线，未发现异常，通过大梁子电站线路侧避雷计数器发现有放电动作一次，随后由大梁子电站零起升压对110kv大田线进行冲电未发现异常；初步判断大田线电站侧跳闸是由于雷击瞬时故障造成（雷雨天气），大田线田头变侧从保护启动波形分析在故障持续时间约为80ms后故障电流消失（马田双回跳闸），故保护未出口，根据相关保护动作信息推测故障点很有可能在大田线上，6月7日，再次停电安排对110kv大田线进行重点区段进行登杆检查，发现#4杆b、c相瓷瓶有闪络放电的痕迹（见下图），于当天更换损伤瓷瓶。
变电站站用变变低零序接线方式分析
变电站站用变变低零序接线方式分析摘要：站用变兼接地变是变电站配电系统的重要组成部分，一方面负责提供站内380V交流系统的供电，另一方面为配电系统提供接地方式，在系统接地保护时与故障点形成零序通路。
本文通过一起因站用变兼接地变变低零序CT接线错误引起跳闸事件引出变低零序的接线方式对系统运行的分析，并提出现场整改的措施。
关键词：零序保护；零序CT；交流系统前言根据《广东电网公司变电站站用交流电源系统技术规范》要求：“低压侧中性点直接接地的站用变压器，宜装设下列单相接地短路保护之一：（1）装在站用变压器低压侧中性线上的零序过电流保护；（2）利用高压侧的过电流保护，兼作单相短路保护；（3）保护装置带时限动作于站用变压器各侧断路器跳闸。
”对于6-10kV配电变压器，当利用高压侧过流保护兼做低压侧单相电流保护灵敏系数不满足要求时，大多采用接于低压侧中性线上的零序电流保护，但现场实际施工时，往往由于未能正确安装零序CT的位置，导致保护误动作。
1事故事件简介110kV某某站10kV F25 A线发生瞬时接地故障，接地故障持续692毫秒（未达到零序过流时间0.7秒），接地故障返回前109毫秒#3站用变兼接地变保护低压侧零序过流保护启动，2秒后低压侧零序过流保护动作值达到1.2A，保护动作出口跳高压侧534开关，开关在36毫秒后分闸到位。
F25保护瞬时接地返回后，故障#3站用变兼接地变保护并没有返回。
经过现场分析，F25发生瞬时接地故障，10kV母线非故障相电压抬升，磁通饱和，导致绕组铁芯（铁磁材料）的运行工况变到了非线性区，瞬时故障返回后，因剩磁的影响，逐渐离开非线性区的过程中产生零序电流，造成站用变兼接地变低压侧零序过流保护动作。
同时,低压侧零序保护所用零序CT错误接在中性点引出线靠近负荷侧上，不能正确反映低压侧接地的故障,因高压侧接地故障或负荷不平衡时产生零序电流而引起误动作。
图1 零序CT接于中性线引出线靠近负荷侧2四种典型接线方式故障情况下电流流向图及误动情况分析1.零序CT接于中性点引出线靠近本体侧站用变的中性点抽头出来后经过零序CT后到接地排上，再连上低压电缆。
例析间隙保护动作事故成因及对策
例析间隙保护动作事故成因及对策对于中性点装设接地刀闸和放电间隙的变压器，根据电网运行方式，变压器中性点可直接通过接地刀闸接地运行，也可经间隙接地运行，即通常所说的不接地运行。
在中性点不接地运行时，配置间隙零序过流、零序过压保护作为接地故障的后备保护。
近年来电力系统发生了多起主变中性点放电间隙保护误动事件，不仅造成了主变停运，也给电网安全稳定运行和可靠供电造成了严重影响。
因此，应充分考虑系统中各种因素对间隙保护的影响，使其发挥正常的功能和作用。
1 事故经过与分析由图1可知，事故前运行方式为110kV线路单供变电站110kV 1M、2M母线，本站相当于终端负荷站，#1、#2主变中性点均不接地运行。
#1主变供35kV 1M、10kV 1M母线及其相关10kV线路运行；#2主变供35kV 2M母线、10kV 2M母线及相关10kV线路运行；10kV母联开关在分位位置，分段备自投投入。
图1 变电站一次接线图图2 变电站二次电压录波图事故发生时，110kV线路发生C相接地故障，线路对侧开关保护距离I段、零序过流I段保护动作跳闸，对侧开关检线路无压重合成功。
本侧开关未跳开。
故障同时，本站#1主变零序过压保护动作，#1主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为230V；#2主变零序过压保护动作，#2主变三侧开关跳闸，零序电压二次值为260V（主变保护中性点零序过压保护定值为180V）。
由本站出线开关及主变保护动作报告及录波图可知，对侧开关跳闸后，本站侧开关仍有明显短路电流流向故障点，其中，#1、#2主变10kV侧均有提供短路电流；#1、#2主变同跳后，10kV 1M、2M母线电压未即时消失，其中10kV 2M母线电压支撑了6275ms 后才完全消失。
综上分析，初步判定本次#1、#2主变跳闸原因为：110kV线发生C相故障，对侧开关保护正确动作切开开关后，由于本侧#1、#2主变不接地运行，同时相当数量小电源的存在，导致两台主变中性点零序电压升高，#1、#2主变中性点零序过压保护动作后切除主变三侧开关。
零序保护误动原因及解决措施
零序保护误动原因及解决措施零序保护误动原因及解决措施零序保护是电力系统中一项重要的保护装置，工作稳定性对系统的安全运行至关重要。
然而，零序保护误动时常发生，可能导致保护装置虚假动作，进而影响电力系统的正常运行。
本文将根据步骤思维，探讨零序保护误动的原因，并提供解决措施。
步骤一：了解零序保护误动的原因零序保护误动的主要原因可以分为两类，一是外部因素，二是内部因素。
外部因素包括电力系统故障、雷击、接地电阻变化等，这些因素可能导致零序电流的不均衡。
内部因素包括保护装置参数设置不当、接线错误、设备故障等。
了解这些原因可以为解决零序保护误动提供基础。
步骤二：分析零序保护误动的具体情况针对零序保护误动的具体情况，进行详细分析是解决问题的关键。
可以通过检查保护装置的报警记录、观察相关设备的运行状态以及对故障发生时的电力系统进行录波分析等方式，找出误动的具体原因。
步骤三：针对外部因素做出相应的措施对于外部因素导致的零序保护误动，可以采取以下措施来解决问题。
首先，加强对电力系统的维护和管理，及时处理电力系统故障，减少故障对零序电流的影响。
其次，加强对设备的防雷保护措施，减少雷击对零序电流的影响。
另外，合理设计接地系统，确保接地电阻的稳定性。
步骤四：针对内部因素做出相应的措施对于内部因素导致的零序保护误动，可以采取以下措施来解决问题。
首先，检查保护装置参数设置是否合理，根据实际情况进行调整。
其次，检查保护装置的接线是否正确，确保信号传输的准确性。
另外，定期对保护装置进行检测和维护，确保其工作正常。
步骤五：监控和测试零序保护装置的性能为了确保零序保护装置的稳定性和可靠性，定期进行监控和测试是十分重要的。
可以通过对装置进行定期巡检、检测装置的动作性能、进行保护装置的定值检查等方式，确保零序保护装置工作正常。
总结：零序保护误动对电力系统的正常运行造成了一定的影响，然而，通过了解误动原因、详细分析、针对外部和内部因素采取相应措施以及监控和测试装置性能等步骤，可以有效解决零序保护误动问题，确保电力系统的安全运行。
断路器三相不一致保护误动原因分析及对策
Ｍ ａｆ ｌｈｎｃｉ ｎ Ｃ ｕｓ ｓＡｎａ ｙ ｉ ｆＣｉｃ ｔＢｒ ａ ｅ ｔｏ ａ ｅ ｌ ｓｓｏ ｒ ｕｉ． ｅ ｋ ｒＴｈｒ ｅ Ｐｈ ｓ ｅ－ ａ ｅ
Ｉ Ｏ ｉｔ ｎｔＰｒ ｔ ｃ ｉ ｎ ａ ｄ Ｃｏ ｎｔ ｒ ｅ ｓ ｅ ｎｃ ｎｓｓ ｅ ｏ ｅ ｔｏ ｎ ｕ ｅ ｍ ａ ｕｒ ￥
事件 ，提 出了相 应 的防范措 施和 改进方 案 引 卜。
ｌ 三 相 不 一 致保 护误 动 情 况
２ １ 年 １ 月４ ０ １ ０ 曰，某 变 电站２ ０ｋ 线 路 开 关 在 ２ Ｖ
非 全 相 运 行 状 态 断 路 器 的保 护 显得 尤 为 重 要 。 由 于 人 为合 闸或 自动 重合 过程 中存在拒 动 可能 ，故要 求 微机 和断 路器三 相不 一致 保护 同时投 入 ，互 为补 充 。 目前广 泛采 用 的断路器 本体 三相 不一致 保护 方 案 中 ，起 动 回路取 自断路器 跳合 位辅 助接 点 ，回路 简 单 ，可 靠性 更高 ，但从运 行环 境来 看 ，本体三 相 不 一致保 护长 期运行 在 室外恶 劣条件 下 ，继 电器接 点氧化 、线 路老化 、绝缘 降低 都可 能造成 本体 三相 不 一致 误动 。为此 ，本 文结合 三相 不一 致保护 误动
护 装置 ，再通 过零序 或 负序作 为辅助 判据 来 闭锁 微
机 保护 中三 相 不一致 ，其辅 助判据 综合判 断后 ，延 时 出 口动 作 ，启 动跳 闸 回路 。也 就 是 说 三 相 不 一 致 保护 动 作 出 口应 满 足 以下 两个 条 件 ： （） 路器 １断
非全 相运行 。 （） ２ 流过 三相不 一致 保护 的零序 （ 负 或
数据 示意 图如 图１ 所示 。
作 者简 介 ：刘 秋英 （９３ ） １８一 ，女，工 程师 ，硕 士 ，从 事继 电保护 研究 、维护 工作 ；
小电阻接地系统零序电流保护定值设置存在问题及对策
(1)
I D min =
，
3 (2Z1 + Z 0 + 3R 0 )
（4）
式中：US 为系统电压，kV；Z1 为线路正序阻抗，Ω；Z0
为线路零序阻抗，Ω；R0 为小电阻电阻值，Ω。
(1)
（2） 零序电流保护Ⅰ段电容电流 I1 要求可靠
躲过系统最大电容电流，电容电流按 2.1 中公式计
算，一般可整定为：
1.19
2
2
95 mm
2
185 mm
2
1.49
2
120 mm
300 mm
2.33
2
1.61
2
1.91
2
需要分别计算。
2.2.1 零序电流保护Ⅰ段整定
（1） 在系统最小单相接地故障时，零序电流保
护Ⅰ段要求保证灵敏度不小于 2。经推导，10 kV 单
(1)
相接地故障电流 I D min 计算方法见式（4）。
1999：
126-136.
小电阻接地系统零流保护按照上述配置计算
原则优化后，为验证其正确性，利用专业的继电保
护定值计算及仿真系统软件进行准确建模并仿真
验证，过程如下。
（1） 利用继电保护故障分析整定管理与仿真
系统建模，建立一个虚拟变电站—110 kV 空港变电
站，站内仿真 10 条电缆线路与 1 台接地变压器，均
时限相同[6]，一般整定为 0.5 s。
2021 年第 39 卷第 3 期
许利姣，等：
小电阻接地系统零序电流保护定值设置存在问题及对策
2.3
接地变压器零序电流保护配置及整定
接地变压器配置一段两时限的零序过电流保
护，第一时限跳开系统主变压器低压侧母联或分
同杆并架双回终端线路零序保护误动分析及解决方案
同杆并架双 回终端线路零序保护误动分析及解决方案
曾庆 汇 ， 朱 丽’ ， 熊华 强 ！
（ １ ． 国 网江 西 省 电 力公 司南 昌供 电分 公 司 ， 江西 南昌 ３ ３ ｔ ） ｛ ） （ １ Ｉ ） ； ２国 网 江 西 省 电 力公 司 电 力科 学研 究院 ， 江西 南昌 ３ ３ ｔ ） １ ｉ ９ ６ ）
感 作片１ 是造 成健 全线零 序 方 向元 件误 动 的根本 原 因． ．
以 分析 的均 为纵联零 序 向保护 ， 目前汀西 电网同朴 并架 ｌ ｌ ０ ｋ Ｖ终端线路 的零序作 为丰保护 产生误动在 文 章 中很少涉及 ． ．本文结合辖 区一 起 １ １ ０ ｋ Ｖ同杆并架 双 ［ ］ ｎ 终端线路发， １ ｉ 的非故 障线路跳 闸事故 ， 分析论述零序 保护误动 的原 冈， 提 相关 ｆ ｕ Ｊ 题 的 对措施 ． ．
用、 投， 线路 走廊稀 缺 ， 平行 双 回 、 平行 多 回被 大量 使用 ， 并 呈增加
趋势 。 而雷 击 、 外 力破 外 引起 同杆 并架 线 路 故 障 、 同 时停 役 的事件 也逐 年增 多 ， 成为影 响 电 网安全 安 个稳 定运 行 的 焦点 ； 特 别是 往 终端 变 电 站 中 ， 同 时停 役将 造 成 大面 积 的停 电 ， 致使 民航 、 铁 路运 输 中断 ， 直接 影 响客 户 ， 造 成社 会 的极大 动荡 和经 济损 失 。
摘 要 ： 随着 电网规模 的不 断增 大 ， 同杆并架线路在 电网中应 用越 来越多。而雷击 、 外力 破Ｊ ＇ ｔ ， ｇ Ｉ 起 同杆并架线路 的 同时停 役的事件也逐年增多 。主要 对同杆并架纵联零序方 向保护 的误 动问题进 行了研究 ， 分析 了一起双 回线路 同 时跳 闸的原因及事 故特征 ， 介绍 了 目前 同杆并架 双回终端线路 的保护 配置 、 定值整定 的情况 ， 并从零 序保护带方 向、 继 电保护配置 、 整 定值 个 方面提出应对措施 。 关键词 ： 同杆并架 ； 终端 ； 零序保护 ； 整定
110kV主变中性点接地电焊引起主变零序过流误动故障分析
２ 故障经过
该变 电站始建于 １９ ９４年 ， 因接地 网及设备接地引下 线存在锈 蚀现象 ， 且接地截面不足 ， 为确保设备安全 、 可 靠运行 ， ２ １ 年 １ 于 ０１ 月对变电站接地 网进行更新改造。
图 １所示
１ １ 关 ８开
施工单位按计划对 ＃ 主变接地网改造 ， 焊接主变 １ 在 中性点接地引下扁铁时 ， 引起 ＃ 主变零序 电流保护动作 １ 跳高 、 低压两侧开关 ， 主变失压 。 但主变失压后 电焊作业 人员并不知道主变 已失压 ， 继续进行焊接工作 ， 此时主控 室值班人员仍可听到时断时续的继电器动作声音 。 因 ｝ 主变 主供市区等重要负荷 ， ｝ １ 为降低对 市区供 电 的影响 ， 经技术人员现场检查及电焊干扰模拟试验 ， 分析 认为 ＃ 主变零序电流保护动作为 ＃ 主变 中性 点接地 引 １ １ 下扁铁 电焊时引起保护误动 ， 在确认一次设备无异常后 ，
第３ 第２ ０卷 ４期
Ｖｏ Ｌ３０ Ｎｏ２４ ．
企 业 技 术 开 发
Ｔ Ｃ Ｅ ＨＮ０Ｌ ＧＩ ＡＬ ＤＥ ０ Ｃ ＶＥＬ ＭＥＮ Ｔ Ｐ Ｓ ＯＰ Ｔ ＯＦ ＥＮ ＥＲ ＲＩ Ｅ
２１年 １ ０１ ２月
Ｄｅ ．０１ ｃ２ ｌ
１０ｋ 主变 中性 点接 地 电焊 引起 Ｖ １ 主变零序过流误动故 障分析
流回路多点接地引起 。 １ 陈健． 通过此次故 障原 因分析查找 ，说明设备安装必须严 ［】朱从研 ， 线路接地故障引起 主变差动误动 原因分析 ［ ． 电机工程 ， １ ， ） Ｊ 江苏 １ ２ ０（ ． ０ ３ 格按图施工 ， 禁止 随意变更施工 图纸 ， 对施工图纸存在疑
重庆 电力高等专科 学校学报，００（１ ２ １， ） ｚ ．
小电阻接地系统配电网零序保护可靠性分析与应对措施
小电阻接地系统配电网零序保护可靠性分析与应对措施【摘要】本文介绍了小电阻接地系统配电网零序保护在实践应用中存在的问题，分析事故原因并有针对性的提出实践应用措施。
【关键词】小电阻接地系统零序电流保护分析与措施【引言】包钢新体系中压供配电网系统供出线路均为电缆出线，通过电缆隧道，架空电缆通廊送至用户端。
为保证电力电缆运行安全，防止引发电气火灾、短路事故，在10kv配电网采用中性点经小电阻接地方式。
当发生单相接地故障时，零序电流保护动作切除故障，其优点是保护灵敏度高，在接地故障初期即可快速切除故障点。
目前钢铁企业的重要负荷均采用双路或多路供电，并配置保安电源，分段设备采用备自投方式，可以保证用电安全，实现供电连续性。
【正文】一、包钢新体系10KV配电网中性点经小电阻接地系统零序保护应用中存在的问题：包钢新体系配电网系统采用中性点经小电阻接地方式，于2012年投入运行。
在运行过程中出现多次零序保护拒动和误动事件，对生产和系统安全带来重大影响。
下面就典型故障进行分析说明：各级零序保护配置表：系统标准主接线图：1．炼钢公辅水系统变电站零序保护越级跳闸事件：（1）系统运行方式：56#变电所1#主变、2#主变带10kvI段、II段母线分列运行，10kvI段带公辅1#线、10kvII段带公辅2#线运行；公辅变电所I进线带10KV I段母线带1#水泵、II进线带10KV II段母线带2#水泵运行，10kv分段热备。
（2）故障现象及原因分析：2017年6月8日，公辅变1#水泵电缆端头发生单相接地，56#变电所公辅1#线零序过流II段保护动作，开关跳闸，保护动作时间0.6s，动作值2.8A。
公辅变电所10kvI段母线失电，1#水泵及其他用电设备低电压保护动作跳闸。
运行人员切开10KV I段所有断路器后，检查设备无异常，用公辅变10kv分段合闸带10kvI母，恢复母线供电后启动1#水泵时，56#变电所2#线零序保护动作跳闸，造成公辅变全站停电。
某电力大厦变压器零序保护误动作跳闸原因分析及防范措施
某电力大厦变压器零序保护误动作跳闸原因分析及防范措施摘要：针对广州某电力大厦10KV变压器零序保护误动作导致整栋大厦短时间断电，深入调查，分析故障原因，提出预防整改措施。
关键词：零序动作故障排查事件分析防范措施0前言2019年12月5日9时，广州某电力大厦#1变压器高低压开关突然跳闸，导致该办公大厦B座南塔照明及办公用电断电。
现场检查，发现#1变压器零序保护动作，其它无异常。
9时15分。
摇测变压器绝缘正常后送电，大厦电力恢复。
经调查，变压器跳闸时，操作人员正在对锅炉机房的锅炉加热管进行送电试运。
针对以上事件问题，逐一排查，全面检查一、二设备、设备维护保养、高压绝缘试验、保护装置校验及传动等，均未发现异常。
本文通过综合分析，提出防范措施，避免以后同类型事件发生。
1事件经过简要1.1跳闸后，查看#1变压器柜综合继保系统，继保装置报警代码为“6”，对应故障为零序电流动作跳闸，同时零序跳闸信号继电器复位键弹出，判断为#1变压器零序保护动作导致大厦B座南塔断电。
1.2保护跳闸动作时，锅炉机房的锅炉加热管正在送电试运行。
试运前，操作人员测量各加热器接地电阻及相间电阻均正常。
锅炉加热管共两组，每组有8支三相加热管，每支加热管功率为54KW。
按照操作规程逐一投送，投送过程中，三相电流保持平衡。
1.3 #1变压器三相温差正常，且无明显接地击穿现象。
变压器送电后，运行工况正常。
变压器低压侧ABC三相电流分别为339A、337A、328A，三相平衡。
2故障排查2.1锅炉加热器排查。
12月6日对加热器设备进行检查及投入试运，加热器设备及配电设备均为正常，锅炉加热器PLC智控装置各信号均正常。
2.2 #1变压器系统配电设备排查。
12月13日晚，对高压柜、变压器、电缆进行预防性试验，对#1变压器、#1变压器柜、1#电缆、高低压侧电源开关进行耐压绝缘测试及保护动作值试验，测试值均在规范要求内。
具体参数如下：2.2.1 #变压器G4出线柜铭牌参数：型号：KYN-10-31；额定电压（kV）：12；额定电流（A）：630；出厂日期：2003年9月。
一例高铁10kV配电所零序过流保护误动的原因分析
一例高铁 10kV配电所零序过流保护误动的原因分析摘要：某高铁线10kV配电所一级贯通、综合贯通线路采用单芯铜芯交联聚乙烯绝缘电缆，此供电线路接地阻抗小，如果发生短路故障，大部分为接地短路故障，尤其以单相接地情况最多，为了提高供电网络的安全可靠性，均采用大电流接地系统中的中性点经小电阻接地三相供电系统。
为有效地判断故障类型、快速切断故障线路，不对称短路故障采用零序电流保护，其结构简单、灵敏度较高。
针对该高铁Y站10kV配电所非正常运行方式下，由X站10kV配电所越区供电时发生的两起零序电流保护启动跳闸原因进行分析，并提出解决方案。
关键词：配电所零序电压零序电流保护动作分析1.引言某高铁线10kV电力系统一级贯通线由小里程配电所供向大里程方向，小里程侧配电所为主供，综合贯通线供电方式与一级贯通线相反。
若中间某个10kV配电所电源停电或故障不能提供电源，则由相邻配电所经供电区段反送至该配电所。
该高铁10kV电力系统采用中性点经小电阻接地系统，中性点经小电阻接地在发生单相接地故障时，零序电流或零序电压保护装置动作，可准确判断并快速切除故障线路，提高系统安全水平，降低人身安全风险。
因采用中性点经小电阻接地系统的电气设备承受的过电压数值低、时间短，可适当降低设备的绝缘水平。
综合以上优点，该运行方式在高铁电力系统中被广泛采用。
由于Y站10kV配电所处于供电系统末端，但是Y站配电所小里程方向还有供电区段（即Z站-Y站间综合、一级贯通线），为了给该区段供电，只能由X站配电所反送至Y站配电所母线上，再由Y站配电所母线越至太原南-Y站供电区段，实现越区供电，使相邻（即X站）配电所供电线路延长9km，供电质量下降，出现两次因零序电流增大造成跳闸中断供电。
为提高该高铁10kV电力系统供电可靠性，对这两次跳闸进行分析，提出解决方案。
2.设备运行方式概况2.1正常运行方式正常运行方式下，Z站至Y站间一级贯通线电源由Y站10kV配电所（以下简称Y站配电所）一级贯通馈出一回路供电，Y站至X站间一级贯通线电源由Y站配电所一级贯通馈出二回路供电，上述两回路位于同一母线，即一级贯通母线，其电源由Y站10kV配电所电源二供电，见图2-1。
110kV主变间隙零序电流保护误接线造成保护误动的分析及防范
都 接 入 到 主 变 本 体 端 子 箱 的 端 子 排 ．再 由 主 变 本体 端 子 箱 的 端 子 引线 至 中控 室的 主 变保 护 屏 ， 由 于施 工过 程 的 失 误 容 易 导 致 接 线 出错 ， 造成 运行 存在 隐 患 ． 在 外部 出现 接 地 故 障 的 情 况下 造 成 了主 变 间 隙零 序 过 流保 护 的误 动 。 本 文 通 过 对 一 起 １ １ ０ ｋ Ｖ主 变间隙零序 电流保护误接 线造成保 护误动 的分析 ． 提 出 了时 主 变 间 隙 零 序 过 流 保 护 Ｃ Ｔ二 次 回 路 现 场 防 止 误 接
限为 ０ ． ５ ｓ 。故障时， 保 护 装 置 显 示 间 隙零 序 电流 ６ ． ３ ０ ９ Ａ（ 二 次 值） ， 动作 时间 ０ ． ５ ０ ５ ｓ ， 满 足 保 护 定 值 及 间 隙 保 护 逻 辑 动 作 条
件 。 间 隙保 护 的 动 作 逻 辑 见 图 ２。
事 故 经过 ： 某 日２ ３时 １ １ 分该站 ＃ １主 变 高后 备 间 隙零 序
一
１ １ ０ ｋ Ｖ母 线的另外一条 １ １ ０ ｋ Ｖ 线 路 发 生 Ｂ线 接 地 故 障 ． 该
图 ２ 间隙零序保护动作逻辑图
线路 零 序 过 流 保 护 Ⅱ段 动 作 （ 零 序 过 流 Ⅱ段 整 定 时 间 为 ０ ． ６ ｓ ）
切 除 故 障
事 故 发 生后 。 对＃ １主 变 主 体 外 观 进 行 检 查 ， 特 别是 对 ＃ １
过 流保 护 Ｔ ２动 作 ．延 时 ０ ． ５ ０ ５ ｓ跳 开 １ １ ０ ｋ Ｖ某线 １ ８ １开 关 和 ＃ １主 变 变低 ５ ０ １开 关 。 １ ０ ｋ Ｖ备 自投 动作 ． 投入 １ ０ ｋ Ｖ 分段 ５ ０ ０ 开关， １ ０ ｋ Ｖ Ｉ段 母 线恢 复 供 电。 而 同一 时 间 ． １ １ ０ ｋ Ｖ 某线 １ ８ １线 路 对 侧 某 变 电站 接 于 同
35kV变压器空载充电时零序过流保护误动分析
35kV变压器空载充电时零序过流保护误动分析摘要：在电力系统运行过程中，变压器是其中很重要的设备之一，其性能好坏对电力系统运行状态具有直接影响。
基于此，本文重点论述了35kV变压器空载充电时零序过流保护误动合理的建议，希望对确保变压器整体性能有所帮助。
关键词：35kV变压器；空载充电；零序过流保护误动引言随着国家鼓励新能源发电政策的实施以及资源的综合利用，风电、天然气三联供及光伏发电等小电源发电项目逐步接入配电网。
与此同时也不可避免地对电网的调度运行、保护配置等诸多方面产生不利影响，传统的35kV配电网线路配置了电流速断、过电流保护。
随着分布式电源的大量接入，目前配电网已从单侧电源转变成为了双侧电源，这势必增加了继电保护配置的难度和复杂程度。
为了适应分布式电源的接入，在相应线路的两侧均需装设保护装置，为了防止保护的误动作必须在可能误动作的保护上增设功率方向闭锁元件。
该元件在短路功率方向由母线流向线路时可靠动作，而当短路功率方向由线路流向母线时可靠不动作，从而使继电保护的动作具有一定的方向性。
1案例简介110kV热轧变电站装设3台Ynd11型110kV/35kV变压器，变压器低压侧连接35kV母线，35kV母线上配置接地变压器及接地兼所用变，通过接地变压器及接地兼所用变的中性点经接地电阻接地实现35kV小电阻接地方式，并且35kV母线为热轧工序提供35kV供电电源，根据电气检修计划，安排粗轧1#变压器定检，定检作业完成后，对该变压器送电时，零序过流保护动作跳闸，导致变压器送电不成功。
经检查确认变压器及电缆均无问题，退出该零序过流保护跳闸压板，再次进行送电，送电正常（保护装置有零序过流保护动作记录）。
2变压器中性点的零序过流和间隙过流保护的运行要求若接线错误(一次或二次)或未根据接线方式和中性点运行方式正确投、切保护压板，将会导致零序过电流或间隙过电流保护装置失去其应有的功能，甚至造成保护的误动和拒动。
一起集电线路零序Ⅱ段动跳闸原因分析及预防措施(9月19日) (1)
一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸原因分析及预防措施文/运维管理部董参参摘要：风电场变电站最容易发生事故的设备就是架空线路，其中单相接地故障引起零序过流Ⅰ段动作占很大比例，极少数现场出现零序过流Ⅱ段动作跳闸，零序过流Ⅱ段动作大多数是二次设备异常引起的误动。
本文主要分析了一起集电线路零序过流Ⅱ段动作跳闸事故，阐述了检查过程及预防措施，从而给其他现场处理类似事故提供一定的帮助。
关键字：零序电流互感器零序电流接地线一、事故过程及设备简介：2014年5月我站35kV润风六线集电线路因零序Ⅱ段动作，断路器跳闸，查看监控系统报文可知，在跳闸前，该集电线路曾多次报整组启动。
该线路共计10台箱变，总容量为25MW，线路采用南瑞继保的PCS9612线路距离保护装置，零序保护电流由外部专用的零序CT引入。
跳闸前线路有10台机组并网运行，有功功率约为21.56MW，电流值约为:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。
二、跳闸故障分析：设备跳闸后，后台监控报文显示为零序Ⅱ段动作跳闸，零序电流0.195A，就地检查综合保护装置报警情况，报警内容与后台一致，设备动作正确。
随后现场人员分析了故障录波装置记录的跳闸波形，故障录波显示瞬时值波形如图1、有效值波形如图2。
图1（跳闸时刻电压电流瞬时值）图2（跳闸时刻电压电流有效值）通过跳闸故障时刻的瞬时值和有效值分析可知，跳闸时刻35kV母线电压平衡，相电压无明显降低或者升高，也没有产生零序电压，瞬时值波形平滑，无畸变。
跳闸时刻电流瞬时值波形为平滑的正弦波，没有发生畸变，所以一次设备没有发生放电现象。
通过理论推断可知，如果集电线路发生了接地故障，不但该集电线路有零序电流，该段母线上的接地变也会产生零序电流，对比接地变和跳闸集电线路的零序电流，发现该段母线上的接地变并没有零序电流，如图3所示。
由此推断一次设备运行正常，没有发生单相接地，或者相间短路等故障。
图3（跳闸时刻线路零序电流为0.19A和接地变零序电流为0.00A）图1、图2都有一个异常现象，在跳闸时刻有零序电流，显示电流值为0.19A ，并且35kV润风六线电流Io在跳闸时刻之后还一直存在，显示的电流值为0.19A。
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关于三复线零序过流保护误动的分析1事故情况简介：2011年7月23日，达州电力集团复兴变电站九复线末端九节滩水电站的开关与电流互感器之间发生C相接地故障，同时B相断线，110kV 三复线开关Y3零序Ⅰ段保护动作，跳开开关Y3，而九复线开关Y2零序Ⅰ段保护出口，但未跳闸，造成复兴变电站全站失电。
2事故前运行方式：复兴变电站三复线开关Y3，九复线开关Y2均处于运行状态。
三里坪的Y4和九节滩的Y1也都处于运行状态。
三复线Y3和Y4采用了新世纪的EDCS7210线路保护装置。
九复线Y1和Y2采用南瑞的DSA8343光纤纵差线路保护装置。
检查开关Y2的保护配置，投入接地距离ⅠⅡⅢⅣ段保护，相间距离ⅠⅡⅢⅣ段保护，光纤纵差保护,零序ⅠⅡⅢⅣ段过流保护（方向退出）。
检查开关Y2的保护配置，投入零序ⅠⅡⅢⅣ段方向过流保护，接地距离ⅠⅡⅢⅣ段保护，相间距离ⅠⅡⅢⅣ段保护。
故障发生时，九节滩水电站Y1处发生C相接地同时B相短线。
Y1处,距离Ⅰ段保护动作跳开开关Y1，但由于故障发生在开关与互感器之间,故障仍未消除。
Y2与Y3零序Ⅰ段保护基本同时出口，但Y3先跳闸,消除故障,Y2返回。
此时Y3是复兴变电站唯一的电源开关，故造成复兴变电站全站失电。
3保护动作情况分析3.1保护动作报告分析根据Y2，Y3的故障录波报告显示，几乎是同时存在C相接地故障与B相断线故障，A相正常运行。
Y2处零序一段故障电流达到1700 A，超过整定电流值1340A。
Y2保护出口属正常动作。
Y3故障录波显示，故障电流达到1700A，超过其整定电流1540A，10ms后CPU零序Ⅰ段保护启动，大约30-40ms过后，Y3跳闸。
但由于故障位于Y3反方向，Y3零序过流保护保护应闭锁，故此次动作为误动。
3.2保护装置检查情况检查Y2，Y3的保护定值无误，模拟故障时刻的二次电流电压度对保护装置进行模拟实验，保护装置均不动。
模拟正方向故障实验，保护均正确动作。
Y2，Y3保护二次接线检查无误。
3.3保护误动原因分析查看新世纪EDCS7210技术说明书，发现其保护零序方向过流元件，即使用装置自产零序电压3U0与零序电流3I0，又使用外接零序电压3U0与零序电流3I0。
外接零序电压与自产零序电压相位有可能不一致。
而零序电流采用外接零序电流，当外接零序电流超过自产零序电压100度时，外接零序电压落在反方向区，而自产零序电压落在正方向区，与故障点方向相反。
此时无TV短线发生，按照零序保护逻辑应采用自产零序电压，保护装置判断为正方向故障，且动作电流大于零序一段定值，导致零序一段反方向误动。
在Y1处发生接地故障时，短路电流经大地流入复兴变电站1#主变中性点，导致TV安装处中性点相位偏移，导致自产零序电压相位失真，是这次零序保护发生反方向误动的根本原因。
又由于此次故障发生于九复线开关与电流互感器之间，位置极为特殊，在Y1开关断开之后，故障仍未消除。
同时由于Y2与Y3保护装置型号不同，DSA8343零序一段出口约有0.1S的延时，而EDCS7210保护动作出口很快，超前动作。
正常运行时，不管是自产零序电流还是外接零序电流，数值都很小，近似于0；自产零序电压和外接开口三角电压也是这种情况，因而零序过流保护的一些不安全因素很难被发现。
同时由于此次故障现象比较特殊，既有短路故障又有接地故障，且同时发生，造成非全相运行，在这种情况下，方向元件误动可能性很大。
4改进措施4.1可在Y3的零序Ⅰ段过流保护加0.1S延时，以确保发生类似故障时，Y2先跳闸。
4.2为防止非全相运行状态中又产生振荡时零序电流保护误动作，常采用两个第一段组成的四段式保护。
灵敏一段是按躲过被保护线路末端单相或两相接地短路时出现的最大零序电流整定的。
其动作电流小，保护范围大，但在单相故障切除后的非全相运行状态下被闭锁。
这时，如其他相再发中故障，则必须等重合闸重合以后靠重合闸后加速跳闸，使跳闸时间长，可能引起系统相邻线路由于保护不配而越级跳闸，故增设一套不灵敏一段保护。
不灵敏一段是按躲过非全相运行又产生振荡时出现的最大零序电流整定的。
其动作电流大，能躲开上述非全相情况下的零序电流，两者都是瞬时动作的。
5预控措施5.1保护配置方面零序方向过流保护固定采用自产零序电流和自产零序电压。
这时，只要保证所接入的三相电流和三相电压的极性正确，就可以保证零序方向过流保护正确动作，从而防止了因采用外接零序电流和开口三角电压，电流或电压极性接反造成零序方向保护反方向误动，而区内正方向拒动。
5.2定值管理方面保护整定人员在整定保护定值时，首先要掌握保护装置的工作原理，搞清每项定值的意义；其次，要熟悉现场施工图纸，防止出现类似整定用外接零序电流，而实际未接入外接零序电流的状况；再次，要考虑到当变压器三相参数不同所引起的不对称运行，或空投变压器时产生的不平衡励磁涌流，可能造成零序过流保护误动作的情况。
审核人员要认真把关。
保护工作人员在调整保护定值时，要认真细致，对有疑问的地方要及时与整定人员联系。
另外，定值调整后，要由另外一名保护人员进行认真复核，严防误整定。
5.3运行维护方面运行维护方面需要从保护装置安装调试、投运、巡检、校验等多个环节把关。
5.3.1 安装调试环节调试应在接线完成后进行。
首先，查清TA 及TV 的极性及所有由互感器端子到保护屏的连线，防止接线错误；其次，进行整组试验时，要按保护定值单进行，试验项目应完整，这样可以及时发现类似整定用外接零序电流，而实际未接入外接零序电流的状况；再次，要认真检查端子排的螺丝是否松动，保护压板的螺丝是否松动。
5.3.2 投运环节用系统工作电压及负荷电流进行检验是对交流二次回路接线是否正确的最后一次检验，事先要做出检验的预期结果，以保证装置检验的正确性。
5.3.3 巡检环节保护巡检时，要认真检查保护装置显示是否正常，保护定值是否正确。
5.3.4 校验环节保护校验时，要准备好有关的图纸资料，要遵守有关的保护检验规程，按定值单上的定值认真进行试验；另外，还要检查端子排及压板上的螺丝是否松动。
只有这样才能起到保护校验应有的作用。
达州电力集团电网结构间析1达州电力集团有限公司110KV环网结构简析：1.1电网概况：110KV变电站：4个三里坪变电站，复兴变电站，西外变电站，斌郎变电站主变：6台三里坪变电站2*31500 KV A，复兴变电站2*20000KV A，西外变电站1*50000 KV A，斌郎变电站1*31500 KV A；总容量184500 KV A 110KV线路：9条亭三线LGJ-185/12.18KM（国网联网点），罗三线LGJ-185/12.25KM（3*13000 KV A），江三线LGJ-185/32.2KM1*17000 KV A），九复线LGJ-185/23.2KM（2*22000 KV A），三复线LGJ-185/13.8KM，三塔线LGJ-185/8.6KM，斌塔线LGJ-185/12KM，斌复线LGJ-185/20.03KM，斌竹线LGJ-185/44.17KM 理论最大自供容量100000 KV A。
前四条为电源线路，后面四条线路形成环网结构。
九复线建成后，公司形成了以三里坪变电站为电源支撑，复兴变电站为重要的电源点的双电源结构。
四个110KV变电站通过四条110KV线路形成环网，极大的提高了公司供电的可靠性。
1.2 110KV电网不足之处：1.2.1 110KV变电站未能完全满足N-1准则：变电站有两台以上变压器，并由两条以上回路供电。
变电站失去一回进线或者一台主变时，能保证向下一级配电网供电。
复兴变电站：110KV母线未分段。
斌郎变电站：目前一期工程只有一台主变（随后改造可增加一台主变）。
西外变电站：110KV母线（GIS设备）无法分段，只有一台主变。
1.2.2 110KV开关未完全实现无油化近年来新建的斌郎变电站，复兴变电站所用110KV开关均为SF6断路器，三里坪变电站经过改造后绝大部分开关为SF6断路器，但仍有江三线，三塔线开关为以前的少油式断路器。
西外变电站采用GIS设备为SF6断路器。
1.2.3主变保护与线路保护未完全采用单元箱保护：主变：西外，复兴，斌郎变电站主变均采用微机保护，可靠性高。
三里坪变电站主变保护还采用电磁式继电器保护，可进行综合自动化改造。
线路：亭三线（RCS941A），罗三线（RCS941A），江三线（电磁式继电保护)九复线DSA8343，三复线EDCS7210，三塔线PSL622C斌塔线DSA8343斌复线DSA8343斌竹线DSA8343可见，110KV线路只有江三线不是单元箱保护，可择机改造。
2达州电力集团有限公司35KV配电网结构简析2.1电网概况：变电站：5个北外变电站，曹家梁变电站，河市变电站，金垭变电站，赵家变电站主变：10台北外变电站（2*20000KV A），曹家梁变电站（2*16000KV A），河市变电站（2*10000KV A），金垭变电站（2*8000KV A），赵家变电站（2*4000KV A）总容量116000 KV A35KV线路：11条三北线，罗北线，三曹一回，三曹二回，西河线，金河线，西金线，金赵线，三西线，舵金线，三小线。
35KV电网主要是以三里坪变电站35KV母线和西外变电站35KV母线为电源点，曾放射状向外扩展。
河市变电站，金垭变电站和西外35KV母线形成环网，同时北外变电站和金垭变电站35KV母线分别有来自罗江口水电站和舵石鼓水电站来的电源。
在金垭变电站和赵家变电站的10KV母线有来自中门堰水电站的电源。
35KV变电站基本实现了双电源，在其中一回进线断电时能继续向用户供电。
2.2 35KV电网不足之处：2.2.1 35KV变电站未能完全满足N-1准则：变电站有两台以上变压器，并由两条以上回路供电。
变电站失去一回进线或者一台主变时，能保证向下一级配电网供电。
公司所有35KV变电站均有两台主变。
但曹家梁变电站的三曹一回与三曹二回均来自三里坪变电站35KV母线的同一段，又无单独的水力电源点。
可考虑从西外出一条35KV线路到曹家梁，实现三里坪35KV母线，西外35KV母线，曹家梁三个变电站35KV等级的环网。
北外变电站有一条独立的水力电源支撑点罗北线，同时有一条来自三里坪的线路三北线，电网结构较好，供电可靠性较高，但无35KV备用间隔，不然亦可出线到曹家梁变电站。
河市变电站，金垭变电站和西外变电站35KV母线通过西河线，西金线，金河线形成环网，同时在金垭变电站有来自舵石鼓水电站的金舵线，供电可靠性高。
但由于供电半径较远，金垭赵家变电站电压质量教低，可由斌郎变电站35KV母线出一条线路到金垭或者赵家变电站，提高供电可靠性和电压质量。
2.2.2 主变保护与线路保护设备陈旧：主变：曹家梁变电站与赵家变电站主变均采用微机保护，可靠性高。